energia elektryczna

Projekt ustawy o bonie ciepłowniczym

Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, , , , Możliwość komentowania Projekt ustawy o bonie ciepłowniczym została wyłączona

W wykazie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano (29 sierpnia 2025 r.) projekt ustawy o bonie ciepłowniczym oraz o zmianie niektórych innych ustaw (UD286, Projekt). Zapowiedź tego projektu ogłoszona była już 19 sierpnia 2025 r. w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.

Projekt ten po rozpatrzeniu przez Stały Komitet Rady Ministrów i uwzględnieniu części zgłoszonych uwag został z dniem 5 września 2025 r. skierowany do rozpatrzenia przez Radę Ministrów.

Bon ciepłowniczy

Wśród zaproponowanych w Projekcie przepisów znaleźć można propozycję skorzystania ze świadczenia pieniężnego przez gospodarstwa domowe w postaci tzw. bonu ciepłowniczego.

Celem jest pokrycie części należności odbiorców ciepła wobec przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność niekoncesjonowaną i koncesjonowaną w zakresie wytwarzania i dystrybucji ciepła wynikających ze wzrostu kosztów ogrzewania.

Przesłanką otrzymania bonu będzie wysokość dochodów, która nie może przekroczyć dla gospodarstwa jednoosobowego kwoty 3272,69 zł. W przypadku gospodarstwa domowego wieloosobowego natomiast kwoty 2454,52 zł (na osobę).

    Warto wspomnieć iż bon będzie przysługiwać także w przypadku gdy wysokość przeciętnego rocznego dochodu na osobę będzie przekraczać ww. kwoty. Będzie to kwota w wysokości różnicy między kwotą bonu ciepłowniczego, a kwotą, o którą został przekroczony przeciętny roczny dochód na osobę.

    Bon ciepłowniczy przyznawany ma być dwukrotnie, w tym:

    • za okres od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r. jednorazowo:
      • 500 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązująca w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 170 zł/GJ i nie wyższa niż 200 zł/GJ,
      • 1000 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązującej w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 200 zł/GJ i nie wyższa niż 230 zł/GJ,
      • 1750 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązującej w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 230 zł/GJ;
    • za okres od 1 stycznia 2026 r. do 31 grudnia 2026 r. jednorazowo:
      • 1000 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązująca w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 170 zł/GJ i nie wyższa niż 200 zł/GJ,
      • 2000 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązującej w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 200 zł/GJ i nie wyższa niż 230 zł/GJ,
      • 3500 zł – dla gospodarstwa domowego w przypadku gdy jednoskładnikowa cena ciepła obowiązującej w rozliczeniach z odbiorcami ciepła w danej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym jest wyższa niż 230 zł/GJ.

    Zgodnie z założeniami Projektu bon ciepłowniczy nie będzie przysługiwać jeśli jego kwota będzie niższa niż 20 zł.

    Wniosek o bon

    Przy składaniu wniosku przez gospodarstwa wieloosobowe bon będzie wypłacany osobie, która złożyła wniosek jako pierwsza. Pozostałe wnioski pozostawione będą bez rozpoznania.

    W przypadku dwóch lub więcej gospodarstw domowych znajdujących się pod jednym adresem i otrzymujących jeden, wspólny rachunek za dostarczone ciepło, przysługiwać ma tylko jeden bon ciepłowniczy. Gdy wniosek o wypłatę bonu ciepłowniczego złoży więcej niż jedna osoba z tych gospodarstw domowych, bon ten wypłaca się osobie, która złożyła wniosek jako pierwsza. Pozostałe wnioski pozostawia się bez rozpoznania.

    Warto podkreślić, że wniosek składany będzie odpowiednio wójtowi, burmistrzowi lub prezydentowi miasta. Właściwość ustalana będzie ze względu na miejsce zamieszkania osoby, która go składa. Złożony powinien zostać na piśmie w postaci papierowej albo elektronicznej za pomocą środków komunikacji elektronicznej. Składanie wniosków za okres od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r. wyznaczono od 3 listopada 2025 r. do 15 grudnia 2025 r. Natomiast za okres od 1 stycznia 2026 r. do 31 grudnia 2026 r. termin wyznaczono od 1 czerwca 2026 do 31 lipca 2026 r.

    Termin na rozpatrzenie wniosku wynosić ma 90 dni od dnia jego prawidłowego złożenia. Warto podkreślić iż zgodnie z Projektem przyznanie bonu ciepłowniczego nie wymaga wydania decyzji administracyjnej. Co więcej bon wypłacany będzie niezwłocznie po jego przyznaniu oraz otrzymaniu dotacji celowej.

    Wydania decyzji administracyjnej wymagane będzie natomiast w przypadku:

    • odmowy przyznania bonu ciepłowniczego;
    • korekty lub odmowy korekty wysokości przyznanego bonu ciepłowniczego;
    • uchylenia lub zmiany prawa do bonu ciepłowniczego;
    • rozstrzygnięcia w sprawie zwrotu bonu ciepłowniczego przyznanego albo pobranego nienależnie lub w nieprawidłowo ustalonej wysokości.

    Minister właściwy do spraw energii został zobowiązany do określenia i udostępnienia w Biuletynie Informacji Publicznej wzoru wniosku o wypłatę bonu ciepłowniczego oraz wzoru obliczenia jednoskładnikowej ceny ciepła stosowanej w rozliczeniu z odbiorcami.

    Jednoskładnikowa cena dostaw ciepła

    Zgodnie z art. 3 ust. 9 Projektu jednoskładnikowa cena ciepła netto jest ilorazem sumy planowanych dla danej grupy taryfowej przychodów, zgodnie ze stosowaną taryfą dla ciepła, na które składają się przychody przedsiębiorstwa energetycznego ze sprzedaży ciepła, mocy cieplnej i nośnika ciepła powiększone o przychody z opłaty stałej i zmiennej za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła i planowanej ilości sprzedanego ciepła dla danej grupy taryfowej.

    W przypadku dostarczania ciepła z lokalnego źródła lub źródeł ciepła, w którym zainstalowana moc cieplna nie przekracza 5 MW, bezpośrednio zasilającym zewnętrzne instalacje odbiorcze – jest to iloraz sumy planowanych przychodów przedsiębiorstwa energetycznego ze sprzedaży mocy cieplnej i sprzedaży ciepła oraz planowanej ilości sprzedanego ciepła ustalonej w ramach kalkulacji aktualnie stosowanych cen lub stawek opłat.

    Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się bezpośrednią sprzedażą wytworzonego ciepła lub przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu ciepłem, lub dystrybutor ciepła, który zawarł umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła z odbiorcą, który zawarł umowę sprzedaży ciepła z innym przedsiębiorstwem energetycznym jest zobowiązane opublikować jednoskładnikowe ceny dostawy ciepła stosowane w rozliczeniach z odbiorcami w każdej grupie taryfowej w każdym systemie ciepłowniczym, na swojej stronie internetowej lub w sposób zwyczajowo przyjęty.

    Przedsiębiorstwo energetyczne obowiązek ten ma wykonać, dwukrotnie. Pierwszy raz w terminie do 7 dni od dnia wejścia w życie Projektu w zakresie jednoskładnikowych cen dostawy ciepła jakie stosuje w dniu wejścia w życie ustawy. Następna publikacja nastąpić powinna w terminie do 15 maja 2026 r. w zakresie jednoskładnikowych cen dostawy ciepła jakie stosuje 30 kwietnia 2026 r.

    Maksymalna cena energii elektrycznej

    Z Projektu wynika również zmiana w ustawie z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023–2025.

    W zakresie wsparcia odbiorców energii elektrycznej proponuje się przedłużenie obowiązywania mechanizmu ceny maksymalnej za energię elektryczną dla odbiorców energii w gospodarstwach domowych wynoszącej 500 zł/MWh do dnia 31 grudnia 2025 r.

    Dodatkowo Projekt przewiduje w tym zakresie odpowiednie dostosowanie przepisów dotyczących systemu rekompensat dla przedsiębiorstw energetycznych za stosowanie wobec gospodarstw domowych ceny maksymalnej w IV kw. 2025 r.

    Wniosek o rozliczenie rekompensaty  za okres od dnia 1 października 2025 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. składa się  w terminie od dnia 1 lipca 2026 r. do dnia 31 października 2026 r.

    Zgodnie z art. 18 ust. 1. Projektu w celu zastosowania ceny maksymalnej w rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi, za okres od dnia 1 października 2025 r. do dnia wejścia w życie Projektu, podmiot uprawniony, dokonuje korekty rozliczeń za ten okres w kolejnych okresach rozliczeniowych następujących po dniu wejścia w życie Projektu.

    Warto podkreślić iż wniosek o wypłatę rekompensaty za każdy z miesięcy przypadających w okresie od dnia 1 października 2025 r. do dnia wejścia w życie Projektu składa się do 25. dnia miesiąca następującego po miesiącu jego wejścia w życie.

    Analogiczne założenia względem przedłużenia obowiązywania maksymalnej ceny za energię elektryczną zawiera przedstawiony przez Prezydenta Rzeczpospolitej Polskiej projekt ustawy o zmianie ustawy o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023-2025 (druk sejmowy nr 1633), który obecnie znajduje się w Sejmie na konsultacjach społecznych. Konsultacje te potrwają do 21 września br.

    Pozostałe zmiany

    Dodatkowo, Projekt zawiera zmianę ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, której celem jest zmodyfikowanie terminów przekazywania danych oraz kalkulacji i publikacji stawek opłaty mocowej.

    Zmianie ulegają także terminy na unieważnienie aukcji mocy w przypadku gdy aukcja mocy została przeprowadzona z naruszeniem przepisów ustawy lub warunków aukcji, lub uczestnik dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy. Dodatkowo unieważnienie będzie możliwe w przypadku gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku aukcji będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii. Termin na takie umorzenie wynosić ma do 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy.

    Jeśli minister do spraw energii stwierdzi brak przesłanek do wydania decyzji w przedmiocie unieważnienia aukcji mocy informuje o tym niezwłocznie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE).

    Zmiany obejmują również nowy termin przekazywania przez Zarządcę Rozliczeń Prezesowi URE informacji o wysokości kosztów i prognozowanym stanie środków na rachunku opłaty mocowej. W związku z powyższym wcześniejszy 31 sierpnia zastępuje się 30 września każdego roku.

    Prezes URE natomiast po zmianach do 31 października każdego roku zobowiązany jest do publikacji w Biuletynie URE stawki opłaty mocowej na kolejny rok oraz wybranych godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie mocy w systemie.

    Ponadto Projekt przewiduje zawieszenie wypłaty dodatku energetycznego na podstawie przepisów ustawy z dnia 17 grudnia 2021 r. o dodatku osłonowym do końca 2027 r.

    Ze wszystkimi zmianami można zapoznać się za pośrednictwem zakładki dla Projektu znajdującej się wykazie Rządowego Centrum Legislacji.

    ***

    Projekt został opublikowany w wykazie Rządowego Centrum Legislacji, jednak od razu został skierowany do Stałego Komitetu Rady Ministrów w trybie, o którym mowa w § 61 ust. 5 ww. uchwały nr 190 Rady Ministrów z dnia 29 października 2013 r. Regulamin pracy Rady Ministrów (M.P. 2013 r., poz. 979), tj. z pominięciem uzgodnień, konsultacji publicznych, opiniowania, właściwych komitetów, co wynika z potrzeby jego pilnego przyjęcia. Sam fakt skierowania Projektu do Rady Ministrów potwierdza, że Projekt będzie szybko procedowany i równie prędko zostanie skierowany do Sejmu. 

    Zgodnie z Projektem wejście w życie ma nastąpić z dniem następującym po dniu ogłoszenia, z wyjątkiem art. 15. Przepis odnoszący się do zmian w zakresie maksymalnej ceny energii elektrycznej, wejdzie w życie z dniem ogłoszenia z mocą od dnia 30 września 2025 r.

    Autorzy: Aleksandra Walczak-Porębska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

    Nowelizacja a uproszczenia procesu inwestycyjno-budowlanego

    Aktualności, Budownictwo, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja a uproszczenia procesu inwestycyjno-budowlanego została wyłączona

    W Sejmie trwają prace nad projektem nowelizacji Prawa budowlanego (druk sejmowy nr 1379, Projekt) zmieniającego ustawę z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (u.p.b.). Warto podkreślić iż zapowiedź tego projektu w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów opublikowano już w lutym 2024 r.

    Projekt ten jest częścią podjętych działań deregulacyjnych rządu w zakresie uproszczenia procesu inwestycyjno-budowlanego. Mimo iż zawiera on różnorodne zmiany w niniejszym artykule przedstawimy najważniejsze zmiany w zakresie pozwoleń na budowę oraz nowo powstały mechanizm „żółtej kartki”.

    Budowy nie wymagające pozwolenia

    Zgodnie z art. 28 u.p.b. podstawą rozpoczęcia robót budowlanych jest konieczność uzyskania pozwolenia na budowę przed ich rozpoczęciem. Ustawodawca zdecydował się także na wprowadzenie uproszczonej procedury w postaci zgłoszenia budowy lub robót budowlanych co zostało uregulowane w art. 29 ust. 1 oraz ust. 3 u.p.b., natomiast w przypadku niektórych inwestycji całkowicie zrezygnowano z jakichkolwiek procedur co reguluje art. 29 ust. 2 oraz ust. 4 u.p.b.

    Energia z wiatru

    Projekt zawiera propozycję zmian w art. 29 ust. 3 dodając w pkt 3 lit. g, gdzie przewidziano zwolnienie z obowiązku uzyskania pozwolenia na budowę dla robót budowlanych polegających na instalowaniu na obiekcie budowlanym urządzeń technicznych wraz z masztami, służących do wytwarzania energii elektrycznej z energii wiatru o mocy nie większej niż moc mikroinstalacji w rozumieniu art. 2 pkt 19 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2024 r. poz. 1361, z późn. zm.). Dodatkowo instalacje te dotyczą urządzeń o łącznej wysokości od 3 m i do 12 m.

    Ponadto dodaje się w ust. 4 pkt 3 lit. f u.p.b. gdzie z kolei wskazano, że instalowanie mikroinstalacji wiatrowych o wysokości do 3 m nie będzie wymagało pozwolenia na budowę oraz zgłoszenia.

    Projekt przewiduje także zmianę art. 42 ust. 1 pkt 1 lit. d i pkt 2 lit. b u.p.b., zgodnie z którą przed rozpoczęciem robót budowlanych polegających na instalowaniu na obiekcie budowlanym urządzeń technicznych wraz z masztami, służących do wytwarzania energii elektrycznej z energii wiatru na własne potrzeby lub w celu wprowadzenia do sieci, o mocy nie większej niż moc mikroinstalacji oraz o łącznej wysokości większej niż 3 m i nie większej niż 12 m inwestor zobowiązany będzie zapewnić sporządzenie projektu technicznego oraz ustanowić kierownika budowy.

    Warto przy tym dodać iż zmiany w zakresie energii wiatrowej procedowane są również w ustawie o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 1130). Komisja sejmowa 23 lipca br. przyjęła część poprawek zaproponowanych przez Senat. Ustawa oczekuje więc na skierowanie do podpisu Prezydenta.

    Zmiany wynikające z tej ustawy opisywaliśmy w artykule pt. „Nowelizacja ustawy o elektrowniach wiatrowych  – wsparcie dla biometanu i nowe ramy inwestycyjne dla energetyki wiatrowej”. Na etapie zapowiedzi projekt ten również opisaliśmy w artykule pt. „Koniec z zasadą 10H? Zapowiedź nowelizacji”.

    Magazyny energii elektrycznej

    Rozszerzeniu ulegnie również katalog robót budowalnych zwolnionych zarówno ze zgłoszeń jak i posiadania pozwolenia na budowę wskazany w art. 29 ust. 4 u.p.b. Wskazane w tym artykule w pkt 3 lit. c instalacje pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych uzupełniono o magazyny energii elektrycznej o pojemności nominalnej nie większej niż 20 kWh.

    Ponadto doprecyzowano ww. przepis wskazując, że do urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 6,5 kW stosuje się obowiązek zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej o zakończeniu instalowania tych urządzeń i rozpoczęciu ich użytkowania, przy którym przekazuje się tym organom plan urządzenia fotowoltaicznego dla ekip ratowniczych.

    Pozostałe zmiany

    Kolejna propozycja zmienia brzmienie art. 29 ust. 3 lit. e dookreślając, że uproszczona procedura tj. zgłoszenie robót budowlanych w zakresie instalacji odnawialnego źródła energii dotyczy biogazu rolniczego o rocznej wydajności do 200 tys. m3 oraz mikroinstalacji do wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego, o których mowa w art. 19 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.

    Zmianie ulegnie również art. 30 ust. 3 u.p.b., gdzie dodano obowiązek zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej „o zakończeniu instalowania instalacji odnawialnego źródła energii o rocznej wydajności biogazu rolniczego do 200 tys. m3 oraz mikroinstalacji do wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego i rozpoczęciu ich użytkowania”.

    Wśród zmian zaproponowano także rozszerzenie art. 43 ust. 1aa u.p.b. o obiekty budowlane, dla których, pomimo zwolnienia z pozwolenia na budowę, będzie istniał obowiązek wykonania geodezyjnej inwentaryzacji powykonawczej. Wśród tych obiektów wskazano m. in. obiekty budowlane, o których mowa w art. 29 ust. 1 pkt 34 czyli instalacje do wytwarzania wodoru w procesie elektrolizy wraz z infrastrukturą towarzyszącą o łącznej mocy nieprzekraczającej 10 MW.

    Mechanizm „żółtej kartki”

    Wśród zaproponowanych zmian pojawiła się nowość jaką jest mechanizm ostrzegawczy, inaczej zwany też mechanizmem „żółtej kartki”.

    Wprowadzony mechanizm pozwala na ostrzeżenia organów nadzoru budowlanego kierowane do inwestora w przypadku istotnego odstąpienia od dokumentacji projektowej bez wszczynania postępowania administracyjnego w tym zakresie. Organ będzie mógł wiec pouczyć inwestora o konieczności doprowadzenia do stanu zgodnego z przedstawionymi ustaleniami.

    Organ nadzoru budowlanego zgodnie z propozycją po upływie 60 dni od pouczenia inwestora albo przed upływem tego terminu jeśli wystąpi o to inwestor ma sprawdzić czy roboty zostały doprowadzone do prawidłowego stanu.

    Aktualnie takie odstępstwa wiążą się z wszczęciem przez nadzór budowlany postępowania administracyjnego. Nowo powstały mechanizm ma dać inwestorowi szansę na naprawienie nieprawidłowości, a postępowanie przeprowadzone będzie dopiero, gdy inwestor ich nie naprawi.

    Przepisy końcowe i przejściowe

    Zgodnie z art. 6 Projektu, w którym uregulowano kwestie spraw wszczętych i niezakończonych wynikających z u.p.b. dla zamierzenia budowlanego, wobec którego przed dniem wejścia w życie Projektu został złożony wniosek o pozwolenie na budowę, wniosek o wydanie odrębnej decyzji o zatwierdzeniu projektu zagospodarowania działki lub terenu oraz projektu architektonicznobudowlanego albo wniosek o zmianę pozwolenia na budowę lub zostało dokonane zgłoszenie budowy lub wykonywania innych robót budowlanych w przypadku, gdy nie jest wymagane uzyskanie decyzji o pozwoleniu na budowę, stosuje się przepisy w brzmieniu nadanym przez Projekt. Oznacza, to że w przypadku spraw wszczętych również będą stosowane przepisy w brzmieniu nadanym przez Projekt.

    Należy zaznaczyć iż Projekt ten jest na początkowym etapie prac i jego treść może jeszcze ulec zmianom. Mimo to obecne propozycje w znacznym stopniu wpłyną i uproszczą proces inwestycyjno-budowalny w zakresie rozwoju energii wiatrowej czy biogazu.

    Autorzy: Aleksandra Walczak-Porębska, r. pr. Adam Wawrzynowicz, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.

    Polska może dużo zyskać na rozwoju morskiej energetyki wiatrowej – analiza ekspertów Instytutu Polityki Energetycznej

    Aktualności, Energetyka, , , Możliwość komentowania Polska może dużo zyskać na rozwoju morskiej energetyki wiatrowej – analiza ekspertów Instytutu Polityki Energetycznej została wyłączona

    Morska energetyka wiatrowa (offshore wind) staje się jednym z kluczowych filarów globalnej transformacji energetycznej. Jej rozwój wynika z synergii korzyści środowiskowych, ekonomicznych i strategicznych – od dekarbonizacji gospodarki, przez dywersyfikację źródeł energii, po wzmacnianie niezależności energetycznej państw. Kwestie te będą jednym z tematów organizowanej we wrześniu w Rzeszowie konferencji energetycznej.


    X Konferencja „Bezpieczeństwo energetyczne – filary i perspektywa rozwoju” (w skrócie nazywana rzeszowską konferencją energetyczną) odbędzie się w dniach 8 i 9 września 2025 r., w Centrum Konferencyjnym Politechniki Rzeszowskiej. Organizatorem wydarzenia będzie – jak zwykle – Instytut Polityki Energetycznej im. I. Łukasiewicza. Wśród wielu tematów będą budowanie elastyczności sektorów energetycznych, efektywność energetyczna, rola samorządów w transformacji energetycznej. Mowa będzie też o morskiej energetyce wiatrowej.


    Tematowi offshore wind poświęcona jest także najnowsza analiza, autorstwa dwojga ekspertów Instytutu Polityki Energetycznej dr Anny Bałamut i mgr Michała Przygody. Autorzy pokazują, że Morze Bałtyckie posiada znaczny potencjał produkcji energii odnawialnej – szacowany na ponad 80 GW, z czego około 28 GW przypada na polskie obszary morskie. Bałtyk to płytki akwen, co znacznie ułatwia stawianie wiatraków na jego dnie.

    – 17 kwietnia 2025 r. w Warszawie Eksperci Wind Industry Hub, Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej i CEE Energy Group zaprezentowali strategię dla przemysłu morskiej energetyki wiatrowej – przypominają dr Anna Bałamut i mgr Michał Przygoda, eksperci IPE. – Dokument podkreśla, że budowa morskiej farmy wiatrowej to przedsięwzięcie multidyscyplinarne. Obejmuje kwestię od tworzenia morskich turbin wiatrowych z fundamentami, po kable morskie oraz morskie i lądowe stacje transformatorowe.


    Co robić, by nasz kraj wykorzystał potencjał i odegrał rolę regionalnego hubu energetycznego? Warunkiem koniecznym będzie zapewnienie stabilności prawnej, rozwój portów serwisowych i sieci przesyłowych, a także integracja z polityką środowiskową.


    Raport Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej z 2024 r. pokazuje, że rozwinięty w pełni potencjał MEW na polskim Bałtyku mógłby pokryć aż 57 proc. zapotrzebowania naszego kraju na energię elektryczną. Ponadto polski łańcuch dostaw może wygenerować nawet 63 tys. nowych miejsc pracy w sektorach powiązanych z MEW – portach, logistyce, produkcji i usługach serwisowych.
    Local content to m.in. lokalni wykonawcy, lokalna pracownicy czy lokalna infrastruktura, które mają tworzyć korzyści gospodarcze dla macierzystego regionu lub kraju. W Polsce jest około 100 podmiotów, mogących brać udział w łańcuchu dostaw od produkcji komponentów po usługi instalacyjne i serwisowe.


    Drugim niezbędnym elementem są inwestycje w porty instalacyjne i serwisowe. Takie inwestycje są w Polsce prowadzone. Np. port instalacyjny morskich farm wiatrowych w Świnoujściu będzie też pełnił funkcję klasycznego portu przeładunkowego. Posłuży w pierwszej kolejności do instalacji komponentów morskiej farmy wiatrowej Baltic Power, budowanej przez spółkę Orlen i Northland Power. Innym przykładem może być Port Gdańsk, który jest częścią projektu morskiej farmy wiatrowej Baltica 2.


    Kluczową rolę w kreowaniu bezpieczeństwa energetycznego na poziomie lokalnym oraz local content pełnią również porty serwisowe. W Polsce przykładem takiej aktywności może być port serwisowy (terminal) w Łebie, który ma powstać do końca 2025 r., a oddanie do użytku ma nastąpić w 2026 r.

    – Skoro Polska konsekwentnie rozwija morską energetykę wiatrową wpisując się w globalne trendy, to kluczowe staje się to, by inwestycje w tym sektorze realnie wzmacniały lokalny potencjał gospodarczy i społeczny – ocenia Zuzanna Nowak, ekspertka Instytutu Polityki Energetycznej. – Local content nie powinien być więc tylko hasłem, lecz elementem strategicznym – budującym odporność kraju i regionów. Inwestycje w offshore wind przekładają się nie tylko na czystą energię,
    ale również na nowe miejsca pracy, rozwój infrastruktury, a co za tym idzie właśnie wzrost odporności na poziomie zarówno krajowym, jak i lokalnym.


    Lokalne bezpieczeństwo energetyczne to sytuację, w której gmina, powiat, region ma stabilny, nieprzerwany dostęp do energii opartej na odnawianych źródłach energii po przystępnej cenie. Miejscem stycznym jest np. sytuacja, kiedy: energia z offshore, będzie trafiała nie tylko do krajowej, ale również i do lokalnej sieci energetycznej i tym samym będzie budowała niezależność i odporność danego regionu.


    Pełny tekst analizy jest na stronie IPE https://www.instytutpe.pl/inne/analiza-ipe-nr-42025/


    Na zdjęciu: Farma wiatrowa na morzu i infrastruktura żeglugowa
    Fot. Ilustracyjne Pixabay/CC0

    Instytut Polityki Energetycznej im. Ignacego Łukasiewicza w Rzeszowie to powstały w 2015 r. niezależny think tank grupujący ekspertów zajmujących się energetyką. Instytut prowadzi działalność naukowo-badawczą, ekspercką, propaguje naukę i wiedzę o polityce energetycznej. Wydaje też analizy, raporty, książki czy anglojęzyczne czasopismo naukowe Energy Policy Studies. Strona: www.instytupe.pl


    Politechnika Rzeszowska im. Ignacego Łukasiewicza w Rzeszowie jest publiczną techniczną uczelnią akademicką stanowiącą część narodowego systemu edukacji i nauki. Kształci nowoczesne kadry dla gospodarki narodowej. Jej początki sięgają 1951 r.
    Strona: www.prz.edu.pl

    Autor: Instytut Polityki Energetycznej im. Ignacego Łukasiewicza w Rzeszowie

    Projekt deregulacji sektora energetycznego opublikowany!

    Aktualności, Energetyka, , , , , , Możliwość komentowania Projekt deregulacji sektora energetycznego opublikowany! została wyłączona

    Rada Ministrów w marcu br. powołała Rządowy Zespół ds. Deregulacji. Zespół swoje zadania skupiał na rekomendacji zmian legislacyjnych w kierunku uproszczenia regulacji i lepszego ich dostosowania do potrzeb obywateli oraz przedsiębiorców.

    Jednym z sektorów, w którym zauważono potrzebę zmian jest energetyka. W związku ze zgłoszonymi potrzebami opracowano projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki (UDER29, Projekt).

    Projekt został opublikowany w wykazie prac Rządowego Centrum Legislacji 9 maja br. i został skierowany do konsultacji publicznych, opiniowania i uzgodnień. Poniżej przedstawiamy założenia oraz zmiany jakie wprowadzić ma tenże Projekt.

    Koncesje OZE

    Projekt ustawy przewiduje wyłączenie obowiązku uzyskania koncesji dla wyłączania energii elektrycznej w instalacjach odnawialnych źródeł energii (OZE) o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1MW i nie większej niż 5 MW.

    W tym celu zmienione zostanie brzmienie art. 32 ust. 1 pkt 1 lit c ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (PE). Przepis ten dotąd wskazywał, że uzyskania koncesji nie wymaga wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w mikroinstalacji lub w małej instalacji.

    Analogiczne zmiany wprowadzone zostaną w ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (ustawa OZE).

    Należy przy tym zaznaczyć, iż działalność ta zgodnie z nowym brzmieniem art. 7 ust. 1 pkt 1 ustawy OZE, uznana zostanie za rejestrowaną działalność gospodarczą. Oznacza to, iż uznać ją należy za działalność regulowaną w rozumieniu ustawy Prawo przedsiębiorców, wymagającą wpisu do rejestru wytwórców wykonujących rejestrowaną działalność gospodarczą w zakresie instalacji odnawialnego źródła energii.

    Warto dodać iż na wytwórcy energii w instalacji odnawialnego źródła energii spoczywać będą obowiązki wskazane w art. 9 ustawy OZE jak na wytwórcach energii z małych instalacji.

    Projekt w przepisach przejściowych wskazuje, że wytwórcy energii elektrycznej w instalacji odnawialnego źródła energii o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW, którzy w dniu wejścia w życie Projektu posiadają ważne koncesje na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, wpisano zostaną z urzędu do rejestru wytwórców energii w instalacji odnawialnego źródła energii, zgodnie z zakresem koncesji, w terminie nie dłuższym niż 90 dni od dnia wejścia w życie (art. 10 ust. 1 Projektu).

    Warto także wspomnieć, iż w art. 11 Projektu wskazano, że postępowania o udzielenie, zmianę lub cofnięcie zarówno promesy koncesji jak i koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w instalacji odnawialnego źródła energii o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW, które zostały wszczęte i niezakończone przed dniem wejścia w życie Projektu zostaną umorzone.

    Budowa instalacji fotowoltaicznych

    Projekt wprowadza również zmiany w ustawie z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane (Dz.U. z 2025 r. poz. 418, u.p.b.). W art. 29 ust. 3 pkt 3 u.p.b. dodana ma zostać lit. g wskazująca, iż nie wymaga decyzji o pozwoleniu na budowę, natomiast wymaga zgłoszenia organowi administracji architektoniczno-budowlanej wykonywanie robót budowlanych polegających na instalowaniu na budynkach albo wolno stojącej instalacji odnawialnego źródła energii tj. instalacji fotowoltaicznej o mocy zainstalowanej nie większej niż 500 kW.

    Warunkiem skorzystania z tego zwolnienia ma być wykorzystywanie instalacji wyłącznie do potrzeb własnych, przy czym nie może ona być zlokalizowana na terenie obszarowych form ochrony przyrody jak parki narodowe, rezerwaty przyrody czy parki krajobrazowe.

    Ponadto dokonując zgłoszenia tychże robót inwestor powinien dołączyć do zgłoszenia oświadczenie wskazujące, iż planowana instalacja jest prowadzona w celu nieprzyłączania do sieci elektroenergetycznej albo przyłączania do sieci elektroenergetycznej w sposób uniemożliwiający wprowadzanie energii elektrycznej wytworzonej w tej instalacji do tej sieci.

    Podobne oświadczenie ma być także częścią wniosku o określenie warunków przyłączenia w przypadku instalacji fotowoltaicznej OZE o mocy nie większej niż 500 kW.

    Dodatkowo art. 5 Projektu przewiduje, iż do postępowań w sprawie wydania pozwolenia na budowę dla instalacji, wszczętych i niezakończonych przed dniem wejścia w życie Projektu, stosuje się przepisy dotychczasowe.

    Forma korespondencji

    Kolejną z propozycji zmian w PE jest modyfikacja sposobu prowadzenia korespondencji między przedsiębiorstwami energetycznymi, odbiorcami, organami administracji publicznej oraz innymi podmiotami.

    Obecnie art. 3a ust. 1 PE wskazuje, że korespondencja wymieniana jest w postaci papierowej, dokumentowej, elektronicznej lub za pomocą środków komunikacji elektronicznej. Po zmianie głównym rodzajem korespondencji ma być komunikacja elektroniczna w rozumieniu art. 2 pkt 5 ustawy z dnia 18 lipca 2002 r. o świadczeniu usług drogą elektroniczną lub w dedykowanym do obsługi odbiorców portalu internetowym.

    Odbiorcy nadal przysługiwać będzie możliwość żądania prowadzenia korespondencji w postaci papierowej, o czym przedsiębiorstwo energetyczne będzie miało obowiązek poinformować przy zawieraniu umowy.

    Co więcej zgodnie z art. 7 ust. 1 Projektu korespondencja z odbiorcą, który ma zawartą umowę z przedsiębiorstwem energetycznym i która prowadzona była z tym odbiorcą w postaci papierowej, odbywa się na dotychczasowych zasadach. Przedsiębiorstwo energetyczne wraz z pierwszą korespondencją kierowaną do tego odbiorcy po dniu wejścia w życie Projektu będzie musiało pouczyć o możliwości zmiany na prowadzenie korespondencji za pośrednictwem środków komunikacji elektronicznej.

    Rachunki za energię elektryczną

    Wśród zmian znalazła się także nowelizacja art. 5 PE, który ma zostać rozszerzony o ust. 6i. Przepis ten ma wskazywać nowy obowiązek dla sprzedawcy energii elektrycznej związany z wystawianiem rachunków dla odbiorcy. Warto przy tym zaznaczyć iż obecnie nie ma przepisów regulujących wygląd rachunków otrzymywanych przez odbiorców w gospodarstwach domowych.

    Zgodnie z projektowaną zmianą sprzedawca wystawiając fakturę dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym zobowiązany zostanie do dołączenia do tej faktury czytelnego podsumowania rachunku. Podsumowanie zawierać ma najważniejsze informacje, a te mają obejmować łączną kwotę do zapłaty, kwotę do zapłaty za obrót energią elektryczną oraz kwotę do zapłaty za dystrybucję energii.

    Pierwsze podsumowanie informacji dołącza się do pierwszej faktury wystawionej po dniu wejścia w życie niniejszej ustawy.

    Proces przyłączeniowy

    Ostatnią z zaproponowanych w Projekcie zmian jest optymalizacja wykorzystania istniejącej infrastruktury sieciowej i zwiększenia liczby obiektów możliwych do przyłączenia poprzez rozszerzenie koncepcji i formuły cable pooling poprzez umożliwienie realizacji instalacji odnawialnych źródeł energii lub magazynów energii w formule współdzielenia przyłącza.

    Warto przy tym wskazać iż cable pooling polega na połączeniu różnych źródeł wytwórczych OZE oraz jak zaproponowano w Projekcie magazynów energii do tej samej sieci elektroenergetycznej. Oznacza to więc iż z jednego przyłącza mogą korzystać dwie lub więcej instalacji, a ponadto, które mogą należeć do jednego lub kilku wytwórców.

    Formuła cable poolingu jest możliwa w Polsce od 1 października 2023 r. Przepisy wprowadzające taką możliwość wynikają z ustawy z 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 2023 poz. 1762).

    Zaproponowane zmiany mają zoptymalizować w ten sposób możliwości wytwórcze przy ograniczonych możliwościach technicznych sieci.

    Zgodnie z założeniami Projekt po publikacji ma wejść w życie po upływie 14 dni, z wyjątkiem przepisów o koncesjonowaniu OZE tj. art. 2 pkt 4, art. 3-4 i art. 9-17 Projektu, które wejdą w życie 1 stycznia 2026 r.

    Autorzy: Aleksandra Walczak, r. pr. Kamil Iwicki, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

    Clean Industrial Deal – plan dekarbonizacji UE opublikowany!

    Aktualności, Energetyka, , , , Możliwość komentowania Clean Industrial Deal – plan dekarbonizacji UE opublikowany! została wyłączona

    Długo wyczekiwany i zapowiadany przez Przewodniczącą Komisji Europejskiej Ursula von der Leyen pakiet dekarbonizacji – Czysty Ład Przemysłowy (COM(2025) 85 final, ang. Clean Industrial Deal, CID) opublikowano w środę 26 lutego 2025 r. przez Komisję Europejską.

    CID uznać należy za nowy, dodatkowy plan skupiający się na dekarbonizacji oraz innowacyjności przemysłu. CID koncentrować się ma głównie na przemyśle energochłonnym oraz czystych technologiach, w tym także na gospodarce o obiegu zamkniętym. Uznać go więc można jako pakiet na rzecz czystej gospodarki.

    Niemniej jednak zaproponowane w nim działania obejmą cały łańcuch wartości w różnorodnych sektorach. CID potwierdza zaangażowanie UE w realizację celów klimatycznych, oferując jasne zachęty biznesowe dla przemysłu do dekarbonizacji.

    Zmniejszenie kosztów energii

    Najistotniejszym założeniem CID jest dostęp do przystępnej cenowo energii. Proponuje się więc obniżenie cen dla przemysłu, przedsiębiorstw i gospodarstw domowych podczas prowadzonych reformacji, zgodnie z ogłoszonym Planem na rzecz niedrogiej energii (COM(2025) 79 final, ang. Action Plan for Affordable Energy). Plan ten zawiera trzy cele, które mogą być istotne dla przemysłu.

    Wśród zaproponowanych działań istotnym jest uruchomienie przez Komisję Europejską oraz Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) programu pilotażowego na kwotę 500 mln euro, dla umów PPA (ang. Power Purchase Agreements) zawieranych przez przedsiębiorstwa w tym także MŚP. Ponadto Komisja planuje uprościć do czerwca 2025 r. zasady pomocy państwa w celu przyśpieszenia wdrożenia energii odnawialnej i dekarbonizacji.

    Zgodnie z CID Komisja planuje również do 2026 r. opublikować nowe zasady dotyczące transgranicznej alokacji zdolności przesyłowych, a ponadto przedstawić zalecenia i wytyczne w sprawie metodologii taryf i opłat sieciowych. Zapowiedziano także zmiany związane z problemem wąskich gardeł przy energii oraz dekarbonizacji przemysłu, które przedstawione będą w Industrial Decarbonisation Accelerator Act.

    Jak zauważono, ceny importu gazu ziemnego mają także wpływ na ceny energii elektrycznej w Unii. Z uwagi więc na chęć ograniczenia tej zależności na początku lutego Komisja stworzyła Grupę ds. rynku gazu, której zadaniem jest zbadanie rynków gazu ziemnego w Unii oraz przygotowanie sprawozdania które ma być przedstawione do końca 2025 r. z oceną potrzebnych zmian legislacyjnych.

    Zwiększenie podaży i popytu na czyste technologie

    Industrial Decarbonisation Accelerator Act ma również wpłynąć na dobrowolność w przypadku intensywności emisji dwutlenku węgla w produktach przemysłowych, unikając jednocześnie powielania, opierając się o metodologię z danymi ETS i metodologii CBAM. Komisja będzie więc pracować nad uproszczeniem i zharmonizowaniem metodologii rozliczania emisji dwutlenku węgla oraz określi do końca 2025 r. obszary priorytetowe i możliwe ścieżki uproszczenia.

    Powyższy akt ma również zwiększyć popyt na czyste produkty wytwarzane w UE, wprowadzając kryteria zrównoważonego rozwoju, odporności i „made in Europe” do zamówień publicznych i prywatnych. Wraz z przeglądem ram zamówień publicznych w 2026 r. Komisja wprowadzi więc  powyższe kryteria do zamówień publicznych w sektorach strategicznych.

    Co więcej jak wiadomo wodór, ma mieć szczególne znaczenie przy dekorbonizacji UE. Komisja uznała więc iż w pierwszym kwartale 2025 r. przyjmie akt delegowany poświęcony wodorowi niskoemisyjnemu i jego produkcji. Ponadto aby nadal przyśpieszać produkcję wodoru, Komisja planuje trzecią już aukcję w ramach Europejskiego Banku Wodoru. Planowana aukcja ma się odbyć jeszcze w 2025 r., a jej budżet wyniesie 1 mld euro. Dodatkowo Komisja chce zachęcić państwa członkowskie do udziału w aukcji poprzez umożliwienie wykorzystania przez państwa niewydanych środków unijnych.

    Finansowanie

    Komisja w ramach CID zaproponowała również utworzenie Banku Dekarbonizacji Przemysłowej (ang. Industrial Decarbonisation Bank), który otrzyma 100 mld euro z Funduszu Innowacji oraz z przychodów wynikających z ETS. Planowana jest w ramach tego pilotażowa aukcja o wartości 1 mld euro, której celem będzie dekarbonizacja kluczowych procesów przemysłowych w różnorodnych sektorach. Ponadto Komisja zaplanowała przeznaczenie 6 mld euro z Funduszu Innowacji dla Banku Wodoru.

    Istotną propozycją jest także nowelizacja regulacji dotyczących programu InvestEU, która pozwoli na ponowne wykorzystanie nadwyżek w Funduszu i przeznaczenie ich na wdrażanie czystych technologii czy finansowanie projektów infrastruktury energetycznej.

    EBI uruchomi również serię konkretnych nowych instrumentów finansowych w celu wsparcia Clean Industrial Deal w tym m.in. „pakiet Grids manufacturing” w celu zapewnienia kontrgwarancji i innego wsparcia w zakresie de-riskingu dla producentów komponentów sieci.

    Warto również podkreślić iż Komisja odnosi się także do polityki podatkowej, którą należy dostosować do proponowanych zmian. Wszczęte zostaną więc prace nad stworzeniem rekomendacji dla państw członkowskich aby paliwa kopalne nie korzystały z zachęt finansowych, a przedsiębiorstwa w sektorach strategicznych dla czystej transformacji mogły uzyskać ulgi podatkowe.

    Pozostałe zmiany

    Jak wynika z CID jeszcze w 2025 r. Komisja przedstawi również kompleksowy raport z przeglądu CBAM, w którym oceni zakres rozszerzenia CBAM na dodatkowe sektory EU ETS i produkty downstream. Raport oceni również uwzględnienie pośrednich emisji we wszystkich sektorach CBAM, biorąc pod uwagę pośrednie koszty energii elektrycznej dla producentów z UE. Po zapoznaniu się z raportem Komisja dokona również przeglądu sposobu rozwiązania problemu ucieczki emisji dwutlenku węgla z towarów eksportowanych do państw trzecich, a następnie w 2026 r. zostanie przedstawiony wniosek ustawodawczy mający na celu nowelizację CBAM.

    Należy również wspomnieć iż CID obejmuje surowce krytyczne które są kluczowe dla przemysłu. Komisja planuje więc ustanowić mechanizm umożliwiający europejskim przedsiębiorstwom łączenie się i agregowanie ich zapotrzebowania na kluczowe surowce, a ponadto planuje stworzyć Centrum Surowców Krytycznych.

    Istotnym jest także Akt o gospodarce o obiegu zamkniętym, który planowo ma być przyjęty w 2026 r. co zapewni, że rzadkie materiały będą ponownie wykorzystywane. Celem jest, aby 24% materiałów było w obiegu zamkniętym do 2030 r.

    Autorzy: Aleksandra Walczak, r. pr. Adam Wawrzynowicz, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

    Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce

    Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Okiem eksperta – Maciej Bando o transformacji energetycznej w Polsce została wyłączona

    Poniższy artykuł, poruszający temat przyszłości polskiej energetyki, został przygotowany przez Macieja Bando, współprzewodniczącego Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER, specjalnie z myślą o uczestnikach tego kwietniowego wydarzenia. Jego celem jest przedstawienie kluczowych aspektów zmian w sektorze energetycznym oraz zachęcenie do dyskusji nad wyzwaniami, jakie stoją przed polskim rynkiem energii. Zapraszamy do lektury!

    ***

    „Drill, Baby, Drill” – to hasło nowej administracji amerykańskiej znajduje, na szczęście, nielicznych naśladowców na polskiej scenie politycznej. Widzą oni przyszłość w „Fedruj, Chopie, Fedruj” i na tym chcą m.in. budować dobrobyt mieszkańców kraju oraz dynamiczny rozwój gospodarki. Zapominają wszak o tym, że surowce energetyczne są towarem i że od jakości oraz ceny tego towaru zależy opłacalność wydobycia. O ile ropa naftowa i gaz, czy to wydobywany bezpośrednio, czy z łupków, są towarami oferowanymi przez amerykańskie koncerny w konkurencyjnych cenach światowych, o tyle polski węgiel niestety nie. Widać to wyraźnie, obserwując notowania na giełdach.

    W przypadku naszego kontynentu porównanie cen notowanych w portach ARA oraz zamieszczanych przez oddział katowicki Agencji Rozwoju Przemysłu jednoznacznie wskazuje na brak konkurencyjności polskiego węgla na globalnym rynku. Oczywiście przy takich argumentach natychmiast spotykamy się z ripostą, że nie chodzi o sprzedaż węgla za granicę, tylko o jego wykorzystanie w Polsce. Mamy przecież wciąż funkcjonujące elektrownie węglowe, w których spalany jest węgiel zarówno kamienny, jak i brunatny, więc – energetyko – kupuj od nas węgiel.

    Tymczasem wytwórcy towaru, jakim jest energia elektryczna, jakoś się specjalnie nie spieszą do tych zakupów. Dla sektora wytwarzania opartego na elektrowniach cieplnych, a więc dla fabryk energii elektrycznej, ich produkcja jest coraz trudniej zbywalna z powodu ceny i oczekiwań klientów, zainteresowanych energią pochodzącą z odnawialnych lub bezemisyjnych źródeł energii.

    I tu pojawia się najważniejszy aspekt wytwarzania każdego dobra, w tym tak szczególnego, jakim jest energia elektryczna – oczekiwania klientów. Przez dziesięciolecia towar ten był sprzedawany „na pniu” i nikt się specjalnie nie troszczył o marketing, o perspektywy sprzedaży, cenową elastyczność popytu itp.

    Dzisiaj jesteśmy liderem wśród krajów Unii Europejskiej pod względem wielkości produkcji zarówno węgla kamiennego, jak i energii elektrycznej opartej na tym paliwie. Przez dziesięciolecia Polska nie była w stanie opracować i konsekwentnie zrealizować nowoczesnej polityki energetycznej. Warto tu zastanowić się przez chwilę, dlaczego tak się dzieje.

    Jedną z przyczyn może być struktura właścicielska sektora energetycznego i odbiorców energii. Po stronie popytu występują rozproszone podmioty, w większości pozbawione znaczącego udziału państwa. W przypadku produkcji energii elektrycznej dominującym właścicielem jest Skarb Państwa, i tak samo jest w odniesieniu do wydobycia węgla.

    Politycznie jest to trudna sytuacja, gdyż rządzący muszą zmierzyć się ze skoncentrowaną, silnie roszczeniową grupą społeczną. Nie jest ona skłonna do dobrowolnego osłabiania swojej pozycji, a każde ewentualne ustępstwa i zmiany istniejącej sytuacji wyceniane są znacznie powyżej ich wartości.

    Dobrym przykładem mogą być kwestie funduszy płac i nagród, które w przypadku spadku sprzedaży i efektywności wydobycia powinny ulegać zmniejszeniu. Tak dzieje się w przeważającej liczbie przedsiębiorstw gospodarczych.

    Tymczasem w tym łańcuchu wydobywczo-energetycznym obserwujemy sytuację odwrotną. Pamiętać trzeba, że to dziesiątki tysięcy wyborców i że jest to polityczna siła, której od lat ulegają rządzący. Natomiast rozproszeni odbiorcy energii bądź grupujący się w rozbitych, często konkurujących ze sobą organizacjach branżowych nie stanowią tak silnej „grupy uderzeniowej”. Nie mają oni dodatkowych argumentów ani wsparcia w opracowanej, przyjętej i konsekwentnie realizowanej polityce rozwoju gospodarczego kraju.

    Jedne z najwyższych w Europie cen energii doprowadzają do powolnego osłabienia tempa rozwoju gospodarczego i słabnących perspektyw na zmianę tego trendu w nadchodzących latach. Trudno jest też, przy braku polityki rozwoju gospodarczego (np. dokument pt. „Strategia na rzecz odpowiedzialnego rozwoju”) oraz wynikającej z niej polityki energetycznej, znaleźć równowagę pomiędzy interesem państwa a interesem Skarbu Państwa.

    Można postawić pytanie, czy nie jest dla nas za późno na dyskusje o strategicznej wizji transformacji energetycznej? Odpowiedź na to pytanie jest wręcz banalna – lepiej późno niż wcale. Ograne określenie, że energia jest paliwem dla gospodarki, nabierze w nadchodzących latach szczególnie istotnego znaczenia.

    Udział wysoce emisyjnych technologii w energetyce – a wciąż jest to 60% – oraz spodziewana wzrostowa tendencja cen uprawnień do emisji wyraźnie wpływają na ceny energii w nadchodzących latach.

    Aby osłabić ten trend, należy minimalizować udział technologii o najwyższych kosztach. Niby proste, ale… w najbliższych 15 latach, przy założeniu że zbudowany zostanie praktycznie drugi (pod względem mocy) system energetyczny, w określonych godzinach doby będą generowane znaczące nadwyżki energii. Tymczasem dostępne możliwości magazynowania energii, w miarę wzrostu zapotrzebowania, mogą okazać się niewystarczające.

    Dynamicznie rosnąć będzie zapotrzebowanie na nowe usługi systemowe z grupy zapewniającej elastyczność, a tym samym ciągłość dostaw.

    Dodatkowo, poza oczywistym problemem braku wystarczającej mocy w systemie, może pojawić się problem wystarczającej podaży energii elektrycznej w ciągłych dostawach. Konieczny rozwój przemysłu maszynowego oraz produkcji energochłonnych towarów, np. tych niezbędnych dla przemysłu zbrojeniowego, może wygenerować dodatkowy popyt na energię elektryczną i cieplną.

    Warto też odnotować rozwijający się sektor związany z AI. Centra obliczeniowe są odbiorcami energii praktycznie 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu, a niezbędne moce kształtują się na poziomie kilkuset megawatów.

    Inwestycje w tym obszarze wiążą się ściśle z dostępnością taniej energii, i to głównie bezemisyjnej. Dodatkowo elektryfikacja ciepłownictwa oraz transportu uda się tylko wtedy, gdy podaż energii będzie wystarczająca.

    To wszystko są sygnały do pilnej realizacji zmian w strategii energetycznej kraju. Zarządzanie tym procesem z poziomu kilku ministerstw nie gwarantuje sukcesu. Tak mocno akcentowane inwestycje w sieci przesyłowe, dystrybucyjne czy w połączenia transgraniczne nie zapewnią rozwiązania naszych problemów. Szczególnie te ostatnie mogą wręcz spowolnić konieczne inwestycje w wytwarzanie energii.

    W czasach niepewności geopolitycznej nadrzędnym interesem kraju jest zapewnienie maksymalnego poziomu samowystarczalności w podstawowych gałęziach gospodarki, do których bezsprzecznie zalicza się energetyka. Budowa bezemisyjnych źródeł energii – w maksymalnie możliwym do realizacji rozproszonym układzie – inteligentnych sieci przesyłowych i oczywiście dystrybucyjnych to hasła obecne w dyskusji od lat. Ich realizacja przebiega w niezwykle wolnym tempie, niestety nie napawającym optymizmem na przyszłość.

    Spróbujmy sobie wyobrazić, że nagle wszystko się zmieni. Powstanie jeden centralny zarządca transformacji energetycznej, procesy inwestycyjne realizowane będą bez żadnych opóźnień, nie będzie kłopotu z zasobami firm wykonawczych, ochroną środowiska, dostępnością kabli, transformatorów, aparatów elektrycznych i osprzętu – czy wtedy wszystkie postulaty odbiorców zostaną zrealizowane?

    Zapewne w obszarze tak zwanego bezpieczeństwa energetycznego, a więc ciągłości dostaw – tak. Poprawi się znacząco emisyjność energetyki. Przy czym z analiz wynika, że w perspektywie 15 lat elektrownie cieplne wciąż będą niezbędne. Wzrośnie udział energii generowanej z gazu (może też w technologiach opartych na wodorze) oraz jej znaczenie w zapewnieniu elastyczności i bezpieczeństwa systemu.

    Jednak czy ten podstawowy parametr, z którym każdy odbiorca się spotyka, jakim jest cena za energię i jej dostawę, ulegnie zmniejszeniu? Trudno jest dzisiaj jednoznacznie zadeklarować, że koszt rachunków ulegnie zmniejszeniu. O ile ceny za energię mogą w powolnym procesie ulegać obniżeniu, to koszty wynikające z przesyłu i dystrybucji oraz dodatkowe składowe zdecydowanie maleć nie będą.

    Pozostaje mieć nadzieję, że całkowite rachunki ulegną stabilizacji.

    Autor: Maciej Bando, Współprzewodniczący Rady Programowej EuroPOWER & OZE POWER

    Nowelizacja REMIT – co się zmieni?

    Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja REMIT – co się zmieni? została wyłączona

    7 maja weszło w życie rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1106 z dnia 11 kwietnia 2024 r. w sprawie zmiany rozporządzeń (UE) nr 1227/2011 i (UE) 2019/942 w odniesieniu do poprawy ochrony Unii przed manipulacjami na hurtowym rynku energii (rozporządzenie lub REMIT II), które wprowadza istotne zmiany dla podmiotów działających na hurtowym rynku energii. Przepisy REMIT II mają wzmocnić ochronę rynku energetycznego na obszarze Unii Europejskiej (UE), a także poprawić przejrzystość wymiany informacji pomiędzy jego uczestnikami i przełożyć się na większą integralności całego rynku wewnętrznego, na co wskazuje Urząd Regulacji Energetyki.

    Zmiany definicyjne

    REMIT II wprowadza szereg zmian w przepisach ogólnych. Można tu chociażby wspomnieć o wskazaniu jako uczestników rynku podlegających przepisom rozporządzenia operatorów systemów dystrybucyjnych, operatorów systemu magazynowania i operatorów systemu LNG. Rozporządzenie rozszerza również definicję informacji wewnętrznej o uznanie za informację wewnętrzną także informacji odnoszących się do rozciągniętego w czasie procesu oraz pośrednich etapów tego procesu. Zmianie uległa także definicja manipulacji na rynku poprzez uwzględnienie w niej wszelkich innych niż zawieranie jakiejkolwiek transakcji lub składanie, zmianę lub wycofanie jakiegokolwiek zlecenia działań związanych z produktami energetycznymi sprzedawanymi w obrocie hurtowym, m.in. które generują lub mogłyby generować fałszywe lub wprowadzające w błąd sygnały dotyczące ich podaży, popytu lub ceny.

    Bardzo ważna modyfikacja dotyka pojęcia produktów energetycznych sprzedawanych w obrocie hurtowym. Od 7 maja 2024 r. do produktów tych należy zaliczać:

    • kontrakty na dostawy energii elektrycznej, które mogą skutkować dostawą w UE w wyniku jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego,
    • instrumenty pochodne dotyczące energii elektrycznej, które mogą skutkować dostawą w UE w wyniku jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego,
    • kontrakty dotyczące magazynowania energii elektrycznej lub gazu ziemnego w UE
    • instrumenty pochodne dotyczące magazynowania energii elektrycznej lub gazu ziemnego w UE.

    REMIT II wprowadza także liczne nowe pojęcia, jak chociażby osoba zawodowo pośrednicząca w zawieraniu transakcji lub zawodowo realizująca transakcje, zarejestrowanego mechanizmu sprawozdawczego, platformy informacji wewnętrznych czy zorganizowanej platformy obrotu. W tym kontekście należy odnotować, że rozporządzenie nadaje normatywny charakter wcześniejszym zaleceniom Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), która w jednej z wersji swoich wytycznych nakazywała, aby informacje wewnętrzne były upubliczniane za pośrednictwem platform informacji wewnętrznych (ang. Inside Information Platform¸ IIP). Zgodnie z nowym przepisem art. 2 pkt 17 za taką platformę uznaje się osobę, która uzyskała zezwolenie na podstawie rozporządzenia na świadczenie usług obsługi platformy służącej ujawnianiu informacji wewnętrznych i zgłaszaniu ujawnionych informacji wewnętrznych ACER w imieniu uczestników rynku. Przed wejściem w życie nowelizacji przepisy nie formułowały tak konkretnego obowiązku, a pozostawiały zobowiązanym wolną rękę w zakresie publikacji informacji wewnętrznych. Najczęściej następowało to poprzez oficjalne strony internetowe tych podmiotów.

    Rozszerzenie obowiązków uczestników rynku

    Poza obowiązkiem ujawniania na IIP informacji wewnętrznych (szczegółowy ich zakres został zakreślonych w nowych przepisach, lecz może ulec zmianie za decyzją Komisji Europejskiej). REMIT II dodaje nowe obowiązki w zakresie informowania ACER o danych na temat transakcji zawieranych na hurtowych rynkach energii o informacje na temat swoich produktach. Ponadto rozporządzenie wprowadza obowiązek codziennego dostarczania ACER danych dotyczących rynku LNG.

    Uczestnicy tego rynku, czyli osoby fizyczne lub prawne, niezależnie od siedziby lub miejsca zamieszkania, które zajmują się obrotem LNG (oferty kupna i sprzedaży LNG lub transakcje na rynku pozagiełdowym lub na zorganizowanej platformie obrotu) będą codziennie przekazywać nieodpłatnie ACER informacje dotyczące rynku LNG „poprzez utworzone przez nią kanały sprawozdawcze, w znormalizowanym formacie, przy użyciu protokołu komunikacyjnego gwarantującego wysoką jakość przesyłu danych oraz w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego przed publikacją dziennego oszacowania ceny LNG”, tj. przed 18:00 czasu środkowoeuropejskiego. Do wejścia w życie REMIT II przepisy dotyczące integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii w UE w niewielkim zakresie dotyczyły rynku LNG i skupiały się na informacjach o zdolnościach i wykorzystywaniu instalacji skroplonego gazu ziemnego.

    Nowe uprawnienia nadzorcze

    Wreszcie trzeba wspomnieć o wzmocnieniu kompetencji ACER oraz regulatorów krajowych. Zwiększenie kompetencji ACER nastąpi m.in. w zakresie:

    • prowadzenia dochodzeń w sprawach REMIT o charakterze transgranicznym (obejmujących co najmniej dwa kraje członkowskie UE) we współpracy z krajowymi organami regulacyjnymi,
    • przeprowadzania kontroli w siedzibach i innych obiektach uczestników rynku podejrzanych o naruszenie przepisów rozporządzenia,
    • wzywania podmiotów kontrolowanych do udzielenia informacji,
    • nakładania okresowych kar pieniężnych na podmioty kontrolowane w przypadku braku przekazania żądanych przez ACER informacji,
    • przygotowywania sprawozdania z dochodzeń dla krajowych organów regulacyjnych zawierającego wstępne ustalenia ACER wraz z zebranymi dowodami,
    • udzielania i wycofywania zezwoleń IIP i prowadzenia nadzoru nad platformami;
    • udzielania i wycofywania zezwoleń dla zarejestrowanych mechanizmów sprawozdawczych oraz prowadzenia nadzoru nad tymi podmiotami.

    Istotnym zagadnieniem jest ujednolicenie podejścia do sankcji i środków administracyjnych przewidzianych za naruszenia rozporządzenia. Krajowe organy regulacyjne będą uprawnione do nakładania co najmniej jednej z następujących kar administracyjnych lub co najmniej jednego z innych środków administracyjnych w przypadku naruszeń:

    • zobowiązania do zaprzestania danego naruszenia,
    • nakazu wydania korzyści uzyskanych lub wyrównania strat unikniętych w wyniku naruszenia, o ile możliwe jest ich ustalenie,
    • wydania publicznych ostrzeżeń lub zawiadomień,
    • nałożenia okresowej kary pieniężnej,
    • nałożenia administracyjnej kary pieniężnej.

    ***

    REMIT II wprowadza kluczowe zmiany dla większości podmiotów działających na rynku energii. Ich obszerność oraz zawiłość uzasadnia okresowe zapoznawanie się z opracowaniami publikowanymi przez ACER. Wprowadzeniu rozporządzenia towarzyszyło wystosowanie przez Agencję listu otwartego, w którym starano się wskazać skutki wejścia w życie nowych przepisów. Z pewnością zapoznanie się z jego treścią pozwoli wytyczyć kierunki działań w zakresie implementacji nowych obowiązków do dokumentów wewnętrznych spółek. Niemniej skala i znaczenie zmian wynikających z REMIT II uzasadnia konsultację z profesjonalistami w tym przedmiocie.

    Autorzy: Kacper Tobiś, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

    Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru

    Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru została wyłączona

    Coraz częściej do głównego dyskursu w sektorze energetycznym wkracza temat magazynowania energii elektrycznej w postaci wodoru oraz wytwarzania energii elektrycznej za pomocą wodoru. W szczególności ta tendencja jest widoczna na poziomie europejskim – Komisja Europejska celami unijnej strategii wodorowej chce doprowadzić do uruchomienia do 2026 roku elektrolizerów o łącznej mocy 6 GW i produkcji miliona ton wodoru pochodzącego z elektrolizy z wykorzystaniem odnawialnej energii elektrycznej. Do 2030 roku zaś przewiduje się instalację co najmniej 40 GW mocy elektrolizerów i roczną produkcję co najmniej 10 mln ton wodoru z OZE. W Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040 przewidziano natomiast, że do 2030 roku Polska osiągnie moc zainstalowanej z niskoemisyjnych źródeł i procesów na poziomie 2 GW, która umożliwi produkcję 193 634,06 ton wodoru rocznie, co pokryje 99,4% zapotrzebowania na wodór w gospodarce narodowej.

    „Czysty wodór” i jego łańcuch wartości wskazuje się jako jeden z kluczowych obszarów umożliwiających odblokowanie inwestycji w celu wspierania zrównoważonego wzrostu gospodarczego i zatrudnienia. Wodorowe ogniwa paliwowe bowiem stanowią opcję przekształcania wodoru w energię elektryczną i ciepło (bez emisji dwutlenku węgla), wytwarzając jedynie wodę, co stanowi oczywistą środowiskową przewagę nad ogniwami paliwowymi zasilanymi z innych źródeł. Wodór jako nośnik energii charakteryzuje się najwyższą spośród paliw energią właściwą 33 Wh/g oraz wartością opałową na poziomie 120 MJ/kg, a jego spalanie jest neutralne dla środowiska, co przemawia na korzyść stosowania tego gazu jako paliwa.

    Nie bez znaczenia jest fakt, że w odróżnieniu od ogniw galwanicznych, w których energia wytwarzanego prądu musi zostać wcześniej zgromadzona wewnątrz tych urządzeń, wodorowe ogniwa paliwowe nie wymagają wcześniejszego ładowania. Do produkcji energii elektrycznej wykorzystuje się wodór na anodzie oraz tlen na katodzie – tj. ogniwa wodorowe. Samo ogniwo generuje energię elektryczną z reakcji utleniania stale dostarczanego do niego z zewnątrz wodoru.

    Magazynowanie wodoru realizuje się, zależnie od sposobu i warunków jego przechowywania, następującymi metodami: w postaci sprężonej w zbiornikach, w postaci ciekłej w zbiornikach metalowych i kompozytowych, w postaci stałej związanej w wodorkach umieszczonych w pojemnikach lub adsorpcyjne w nanorurkach węglowych, a także w postaci odwracalnych połączeń chemicznych o dużej zawartości wodoru. Magazynowanie energii opartej o wodór odbywa się zatem poprzez umieszczenie w odpowiednio do tego przystosowanym zbiorniku systemu elektrolizy, systemu zasilania ogniw paliwowych i układu magazynowania wodoru.

    Co mówią obecne przepisy?

    Obecne uregulowania prawne obowiązujące w Polsce nie wyodrębniają możliwości magazynowania energii elektrycznej w formie gazowej, w tym w formie wodoru. W aktualnym stanie prawnym bowiem art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne (dalej jako: PE) definiuje „magazyn energii elektrycznej” jako instalację umożliwiającą magazynowanie energii elektrycznej i wprowadzenie jej do sieci elektroenergetycznej. Brak jest natomiast w przepisach PE definicji magazynu energii w innej postaci, w tym energii której nośnikiem byłby wodór. Art. 3 pkt. 59 PE definiuje „magazynowanie energii elektrycznej” jako przetworzenie energii elektrycznej pobranej z sieci elektroenergetycznej lub wytworzonej przez jednostkę wytwórczą przyłączoną do sieci elektroenergetycznej i współpracującą z tą siecią do innej postaci energii, przechowanie tej energii, a następnie ponowne jej przetworzenie na energię elektryczną.

    Podobnie jest w ustawie z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii – art. 2 pkt 17b Ustawy OZE „magazyn energii” oznacza wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na jej częściowe odzyskanie.

    Więcej szczegółów zawarto w prawie unijnym. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej: Dyrektywa rynkowa) w art. 2 pkt 59 stanowi, że „magazynowanie energii” oznacza odroczenie, w systemie energetycznym, końcowego zużycia energii elektrycznej w stosunku do momentu jej wytworzenia lub przekształcenie jej w inną postać energii, umożliwiającą jej magazynowanie, magazynowanie takiej energii, a następnie ponowne przekształcenie takiej energii w energię elektryczną lub wykorzystanie jej w postaci innego nośnika energii. Art. 2 pkt 60 Dyrektywy rynkowej stanowi natomiast, że „instalacja magazynowania energii” oznacza, w systemie energetycznym, instalację, w której ma miejsce magazynowanie energii.

    Widać zatem, że obecnie obowiązujące przepisy zarówno prawa polskiego, jak i prawa europejskiego nie wyodrębniają ani instalacji power-to-gas (P2G), ani rodzaju działalności polegającej na magazynowaniu energii w sieci gazowej, której nośnikiem jest gaz zatłoczony do tej sieci z instalacji P2G. Analizując ponownie definicję „magazynowania energii elektrycznej” z PE można uznać, że wyłącznie na jej podstawie magazynowanie energii elektrycznej mogłoby mieć miejsce w sieci gazowej – prawodawca wskazał, że możliwe jest magazynowanie energii poprzez jej przetworzenie do innej postaci energii. Jednak istniejąca definicja „magazynu energii elektrycznej” z PE wyklucza jednocześnie możliwość przyjęcia, że sieć gazowa stanowi magazyn energii. Tak więc w świetle powyższego przekształcenie energii elektrycznej w wodór potencjalnie mogłoby zostać uznane za magazynowanie energii, niemniej jednak należy zwrócić uwagę, że instalacja power-to-gas nie może zostać uznana za instalację, w której magazynuje się energię, a jedynie za instalację, która może wspierać proces magazynowania energii.

    Projekt ustawy i potencjalne zmiany

    Obecnie w wykazie prac na stronie Rządowego Centrum Legislacji znajduje się projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (numer z wykazu: UC74). W projekcie proponuje się dodanie do art. 3 PE punktu 10ka wprowadzającego definicję magazynu energii. Zgodnie z projektowanym rozwiązaniem „magazyn energii” oznaczałby instalację umożliwiającą magazynowanie energii.

    Proponowane w tej nowelizacji pojęcia „magazynowania energii” w połączeniu
    z obecnie już obowiązującą definicją „magazynowania energii elektrycznej”, odpowiadają co prawda definicji „magazynowania energii” zawartej w Dyrektywie rynkowej, ograniczają jednak te aktywności wyłącznie do sektora elektroenergetycznego. Zasadnym wydaje się – przy uwzględnieniu założeń Europejskiego Zielonego Ładu i doprecyzowujących go strategii unijnych (wodorowej i integracji systemu energetycznego) celowe wydaje się rozważenie przyjęcia definicji magazynu energii, która obok podziemnego magazynowania gazu obejmie również współpracujące z tym magazynem instalacje służące do konwersji energii (np. elektrolizer, instalacja SRM, ogniwa paliwowe, instalacja metanizacji wodoru).

    Działalność produkcyjna energii elektrycznej a możliwość konwersji

    W obecnym kształcie obowiązujących definicji brak jest rozróżnienia działalności produkcyjnej lub wytwórczej energii elektrycznej od świadczenia usług konwersji energii elektrycznej przez operatorów systemów gazowych lub elektroenergetycznych. W przypadku usługi świadczonej przez operatora obejmuje ona zmianę nośnika energii, która nie stanowi własności operatora. W takim ujęciu instalacje służące do metanizacji wodoru, reformingu parowego metanu, P2G oraz ogniwa paliwowe, nie byłyby tratowane jako infrastruktura produkcyjna lub wytwórcza, ale jako urządzenia współpracujące z magazynem energii służące konwersji nośnika energii. Obecne rozwiązania – na gruncie obowiązującego stanu prawnego – dopuszczają magazynowanie wodoru w instalacji magazynowej w rozumieniu PE przez właściwych operatorów systemów.

    Warto zaznaczyć przy tym, że Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu (ENTSOG) uznaje za konieczne legislacyjne uznanie technologii P2G za instalacje konwersji energii (nie zaś instalacje wytwórcze), zaś świadczenie usług z ich wykorzystaniem powinno być dozwolone także dla operatorów systemów gazowych. Takie rozwiązanie nie naruszałoby bowiem zasady unbundlingu, a jednocześnie stanowiłoby rozwiązanie poszerzające możliwość magazynowania energii elektrycznej i byłoby impulsem do rozwoju rynku.

    Zasadność umożliwienia magazynowania energii elektrycznej w formie wodoru

    Takie zmiany w uregulowaniach wydają się zgodne z ideą łączenia sektorów i hybrydowych systemów energetycznych (co stanowi zresztą jeden z postulatów ENTSOG). Przy zmienionej definicji magazynu energii, potencjalnie zatłoczony do podziemnych magazynów gazu wodór i technologie konwersji mogłyby jednocześnie zapewniać elastyczność i zabezpieczać stabilne działanie systemu elektroenergetycznego, sieci gazowych metanowych, jak i sieci wodorowych.

    Wprowadzenie stosownych zmian umożliwiłoby zatem wykorzystanie najnowszych technologii i instalacji konwersji energii, które współpracując z magazynem energii zapewnią optymalną elastyczność i interoperacyjność systemów elektroenergetycznego i gazowego. Przykładowo – potencjalnie do tej samej instalacji magazynowej możliwe było wprowadzenie zarówno wodoru wytworzonego bez udziału energii elektrycznej, jak i wodoru wytworzonego z udziałem energii elektrycznej. Za takim podejściem do infrastruktury i regulacji przemawiają silne argumenty ekonomiczne powoływane m.in. przez Gas Infrastructure Europe, w świetle których już teraz potencjał magazynowania wodoru w podziemnych magazynach gazu zlokalizowanych na terenie UE szacuje się na ok. 60 TWh wskazując jednocześnie, że technologia magazynowania energii za pośrednictwem wodoru w podziemnych magazynach gazu jest ok. 100-krotnie tańsza niż magazynowanie energii przy wykorzystaniu magazynów energii elektrycznej w postaci baterii[1]. Z tych względów uzasadnione może być częściowe przekształcenie dotychczasowych podziemnych magazynów gazu w magazyny przeznaczone do magazynowania czystego wodoru.

    Autor: r. pr. Kamil Iwicki, Bartłomiej Gawrecki, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

    ***

    Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

    [1] GIE Position Paper on the Regulation of Hydrogen Infrastructure, 2021 s. 5: <https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/energy_climate_change_environment/events/presentations/06.01_mf35-presentation-gie-hydrogen_paper-bahke.pdf>

    Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku

    Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku została wyłączona

    Czwarty kwartał to okres, w którym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdza taryfy za energię elektryczną za kolejny rok. Finalnie na rachunek za prąd składają się nie tylko koszty przedstawione przez sprzedawców oraz dystrybutorów, ale także inne opłaty ustalane przez regulatora czy ministra właściwego do spraw energii (obecnie Ministra Klimatu i Środowiska). Jedną z takich opłat jest opłata kogeneracyjna. Z początkiem drugiego tygodnia listopada w wykazie Rządowego Centrum Legislacji został przedstawiony projekt rozporządzenia określającego stawkę opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok. Z jego treści wynika, że wysokość opłaty ma wzrosnąć w stosunku do roku poprzedniego.

    Opłata kogeneracyjna – co to jest?

    Opłata kogeneracyjna to opłata związana z zapewnieniem dostępności energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w krajowym systemie elektroenergetycznym, wyrażana w zł/MWh. Kogeneracja, czyli wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w jednym procesie technologicznym (tzw. skojarzeniu), jest postrzegana jako jeden ze środków bezpiecznego przekształcenia gospodarki na bardziej przyjazną środowisku. W procesie kogeneracji elektrociepłownie wykorzystują mniej paliwa niż miałoby to miejsce przy osobnym wytwarzaniu ciepła w ciepłowni i energii elektrycznej w elektrowni. Przekłada się to na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla i innych szkodliwych związków chemicznych oraz większą efektywność energetyczną.

    Zasady obliczania opłaty kogeneracyjnej zostały określone w rozdziale 7 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Opłata kogeneracyjna stanowi iloczyn stawki opłaty kogeneracyjnej oraz sumy ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych:

    1. bezpośrednio do sieci danego płatnika opłaty kogeneracyjnej;
    2. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty kogeneracyjnej, przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej;
    3. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej bezpośrednio lub poprzez sieć przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na ich rzecz usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

    Zasady kalkulowania stawki opłaty kogeneracyjnej oblicza się według wzoru określonego w art. 64 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

    Premia kogeneracyjna, premia gwarantowana i premie indywidualne

    W ustawie można wyczytać, że opłatę kogeneracyjną przeznacza się wyłącznie na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej i premii kogeneracyjnej indywidualnej oraz na pokrycie kosztów działalności operatora rozliczeń związanych bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Przychody uzyskane z tytułu opłaty kogeneracyjnej są zatem wykorzystane na dalszy rozwój skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła.

    Obowiązujące od 2019 roku rozwiązania uzależniają udział jednostek wytwórczych w systemach wsparcia od kryterium wprowadzania co najmniej 70% ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej. Wówczas pomoc może dotyczyć całej wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej przez wytwórcę energii elektrycznej. Jeśli ten współczynnik jest niższy, wsparcie dotyczy jedynie proporcjonalnego udziału tej energii. Ponadto w ustawie określono limit emisyjności dla jednostek kogeneracji. Niezależnie od wielkości jednostki, o wsparcie będą mogły ubiegać się tylko te, których jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla nie przekracza 450 kg na 1 MWh wytworzonej energii. W praktyce rozwiązanie to eliminuje z systemu wsparcia jednostki opalane węglem.

    Jednostki uprawnione do ubiegania się o wsparcie zostały podzielone na 3 podstawowe grupy:

    • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW,
    • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW oraz
    • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej co najmniej 50 MW.

    W powyższych przedziałach dodatkowo wydzielono także instalacje nowe, zmodernizowane, znacznie zmodernizowane i istniejące. Wytwórcy mogą skorzystać z czterech systemów wsparcia, w ramach których wypłacane są wspomniane premie.

    Jednostki nowe i znacznie zmodernizowane o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW mogą otrzymać wsparcie w drodze aukcji premii kogeneracyjnej. System ten polega na zgłaszaniu przez inwestorów ofert określających wysokość premii, jakie przedsiębiorstwo chce otrzymać do każdej MWh energii. Wysokość oferty nie może przekroczyć wartości referencyjnej określonej we właściwym rozporządzeniu. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wysokość premii kogeneracyjnej (dopłaty do sprzedawanej energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji) i których oferty łącznie nie przekroczyły 100% wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji oraz 80% ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami.

    O wsparcie w formie premii gwarantowanej mogą ubiegać się wszystkie jednostki o mocy mniejszej niż 1 MW oraz nowe i znacznie zmodernizowane instalacje o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW. Premia ta stanowi stałą dopłatę do ceny energii elektrycznej. Wytwórcy zainteresowani tą formą wsparcia mogą składać wnioski do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu. Wysokość premii określa w rozporządzeniach minister właściwy do spraw energii. Organ regulacyjny przeprowadza ocenę formalną wniosków, natomiast wypłaty premii dokonuje operator rozliczeń.

    Instalacje o mocy co najmniej 50 MW mogą otrzymać wsparcie w formie premii indywidualnych, tj. premii gwarantowanej indywidualnej lub premii kogeneracyjnej indywidualnej. Określane są na podstawie faktycznych parametrów i sytuacji rynkowej danej jednostki. Osobne tryby udzielania wsparcia przewidziano dla instalacji istniejących lub zmodernizowanych oraz nowych lub znacząco zmodernizowanych. W przypadku jednostek istniejących lub zmodernizowanych, wytwórcy samodzielnie mogą występować do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu premii gwarantowanych. W tym przypadku jej wysokość jest jednostkowo ustalana przez regulatora w drodze decyzji. Z kolei jednostki nowe i znacząco zmodernizowane będą musiały wziąć udział w naborze organizowanym przez organ regulacyjny, którego przedmiotem jest wsparcie w postaci premii kogeneracyjnej.

    Maksymalny okres wsparcia dla energii z wysokosprawnej kogeneracji dla wspomnianych jednostek wynosi 15 lat.

    Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok oraz wejście w życie rozporządzenia

    Stawka opłaty kogeneracyjnej nie jest stała – przykładowo w 2020 roku wyniosła ona 1,39 zł/MWh, podczas gdy rok później została zredukowana do zera. W projekcie rozporządzenia określono wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 na poziomie 4,06 zł/MWh.

    Stawka została obliczona przy uwzględnieniu różnych kosztów m.in. planowanego kosztu systemu wsparcia jednostek kogeneracji, wynikającego z prognozowanej wysokości środków przeznaczonych na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej oraz premii kogeneracyjnej indywidualnej w roku 2022 czy planowanych kosztów działalności operatora rozliczeń w roku 2022 związane bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej uwzględnia ulgę w opłacie kogeneracyjnej dla odbiorców przemysłowych, wyznaczoną zgodnie z przepisami art. 62 ust. 2 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

    Twórcy projektu obliczyli, że stawka opłaty kogeneracyjnej na wskazanym poziomie ma stanowić średnie obciążenie w wysokości ok. 10,15 zł na rok dla gospodarstwa domowego.

    W dniu 8 listopada 2021 roku projekt rozporządzenia został opublikowany i przekazany do uzgodnień, konsultacji publicznych oraz opiniowania. Okres nadsyłania uwag ma trwać do 15 listopada 2021 roku. Co najważniejsze, projekt jest obowiązkowo opiniowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – wymóg ten wynika wprost z przepisu art. 64 ust. 4 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, zawierającego upoważnienie ustawowe dla ministra do wydania rozporządzenia.

    Przewiduje się, że rozporządzeni ma wejść w życie z dniem 1 stycznia 2022 roku.

    Ciepłownictwo jest sektorem zmagającymi się z różnymi problemami. O propozycjach ich przezwyciężania mogą Państwo przeczytać w naszych wcześniejszych artykułach:

    Projekt Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.

    Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

    Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

    Unijny plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego

    Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, Środowisko, , , Możliwość komentowania Unijny plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego została wyłączona

    Komisja Europejska dnia 23 lipca 2021 r. opublikowała założenia dotyczące Planu działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego. Przyjęcie komunikatu planuje się na pierwszy kwartał 2022 r. W ramach procedury opiniowania do dnia 10 września 2021 r. można zgłaszać uwagi do inicjatywy. Plan działania ma na celu zapewnienie równoległego rozwoju transformacji energetycznej i cyfrowej.

    Korzyści wynikające z cyfryzacji sektora energetycznego

    Dzięki przyjęciu Planu działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego realizowane będą dwa priorytetowe obszary działalności Komisji Europejskiej: dążenie do urzeczywistnienia celów Europejskiego Zielonego Ładu oraz osiągnięcia zdolnej do sprostania wyzwaniom ery cyfrowej Europy. Komisja podkreśla, że w najbliższych latach tempo i skala zmian technologicznych na świecie znacznie wzrośnie, dlatego cyfryzacja musi stać się integralną częścią transformacji energetycznej w Unii Europejskiej na każdym etapie łańcucha dostaw energii. Jako potencjalne korzyści cyfryzacji sektora energetycznego podaje się:

    • Osiągnięcie wzrostu gospodarczego,
    • Stworzenie nowych miejsc pracy,
    • Rozwój konkurencyjności rynku,
    • Otwarcie nowych światowych rynków produktów i usług,
    • Stymulację innowacyjnych rozwiązań przez wspieranie rozwoju wiarygodnych technologii,
    • Zwiększenie elastyczności systemu energetycznego,
    • Wsparcie integracji systemu energetycznego,
    • Zwiększenie udziału obywateli, prosumentów oraz społeczności energetycznych w transformacji sektora energetycznego,
    • Zapewnienie interoperacyjności danych dotyczących energii oraz platform i usług energetycznych,
    • Zagwarantowanie przystępnych cen energii,
    • Przejście na zdecentralizowany system energetyczny oparty na bardziej rozproszonym wytwarzaniu energii,
    • Stworzenie nowego sposobu na dekarbonizację systemu energetycznego,
    • Optymalizację wykorzystania istniejącej przepustowości sieci,
    • Zwiększenie elektryfikacji do poziomu niezbędnego dla osiągnięcia neutralności emisyjnej.

    Należy jednak już teraz wskazać, że cyfryzacja sektora energetycznego wiąże się z koniecznością sprostania wielu wyzwaniom – m.in. zapewnieniu cyberbezpieczeństwa czy zatrzymaniu rosnącego zużycia energii przez system IT.

    Cyfryzacja sektora energetycznego w przepisach

    Obecnie cyfryzacja sektora energetycznego jest uwzględniona w licznych aktach prawnych Unii Europejskiej, przede wszystkim w przepisach sektorowych. Zagadnienie to poruszono w dyrektywie 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, w rozporządzeniu 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz w dyrektywie 2018/2002 z dnia 11 grudnia 2018 r. zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej, która będzie podlegać rewizji zapowiedzianej w komunikacie „Fit for 55”. Każdy z powyższych aktów prawnych zawiera przepisy dotyczące inteligentnych systemów pomiarowych.

    Zapewnia się, że plan działania będzie wspierać wdrożenie pakietu „Czysta Energia dla wszystkich Europejczyków”, wniosków „Fit for 55” oraz rozporządzenia 2020/852 z dnia 18 czerwca 2020 r. w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniającego rozporządzenie (UE) 2019/2088. Jednak Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego będzie realizowany przede wszystkich w ramach politycznych wyznaczonych przez dwa komunikaty Komisji Europejskiej: Impuls dla gospodarki neutralnej dla klimatu: strategia UE dotycząca integracji systemu energetycznego z 2020 r. oraz Cyfrowy kompas na 2030 r.: europejska droga w cyfrowej dekadzie z 2021 r.

    Strategia UE na dotycząca integracji systemu energetycznego

    Strategia ta została przyjęta przez Komisję Europejską i opublikowana w lipcu 2020 r. Dokument przedstawia wizję nowoczesnego, zintegrowanego systemu energetycznego, który jest wydajny i elastyczny. Wśród wymienionych w strategii działań, do których podjęcia zobowiązała się Komisja, podano stworzenie planu działania na rzecz cyfryzacji systemu energetycznego w celu stworzenia konkurencyjnego rynku cyfrowych usług energetycznych. Wskazano, że taki plan wesprze integrację systemu energetycznego, umożliwi dynamiczne i wzajemnie powiązane przepływy nośników energii, pozwoli na połączenie bardziej zróżnicowanych rynków z innymi rynkami oraz na dostarczenie niezbędnych danych w celu dopasowania podaży i popytu na bardziej zdezagregowanym poziomie i w czasie zbliżonym do rzeczywistego. W procesie cyfryzacji systemu energetycznego przewiduje się wykorzystanie nowatorskich czujników, zaawansowanej infrastruktury wymiany danych oraz przetwarzania danych wykorzystujących technologię dużych zbiorów danych (Big Data), sztucznej inteligencji, technologii 5G i technologii rozproszonego rejestru. Strategia została szerzej opisana w tekście Nowe strategie unijne dotyczące integracji systemów energetycznych i wodoru służące osiągnięciu neutralności klimatycznej w 2050 r.

    Cyfrowy kompas na 2030 r.: europejska droga w cyfrowej dekadzie

    Zgodnie z tym komunikatem proces cyfryzacji stanowi część transformacji energetycznej. Wykorzystywanie danych i technologie cyfrowe mają być niezbędne dla osiągnięcia celów Europejskiego Zielonego Ładu. W dokumencie tym podkreślono jednak, że aby cyfryzacja przyczyniła się do osiągnięcia neutralnej dla klimatu i odporniejszej gospodarki o obiegu zamkniętym, istotne jest tworzenie technologii cyfrowych o mniejszym śladzie środowiskowym oraz o większej efektywności energetycznej i materiałowej.

    Założenia Komisji Europejskiej

    Komisja, diagnozując aktualny poziom cyfryzacji sektora energetycznego, stwierdziła, że jak na razie przedsiębiorstwa energetyczne nie korzystają w pełni z potencjału technologii cyfrowej. Wynika to głównie z tego, że podmiotom sektora energetycznego brakuje wiedzy w tym zakresie, a przedsiębiorstwa IT koncentrują się na bardziej dochodowych sektorach. Komisja Europejska zaznacza, że rozwój europejskiej infrastruktury wymiany danych pozwoliłby na stworzenie konkurencyjnego rynku usług energetycznych. Cyfryzacja miałaby opierać się na wspólnej europejskiej przestrzeni danych dotyczących energii, co zostało już zapowiedziane w Europejskiej strategii w zakresie danych. Komisja zobowiąże się do wspierania rozwoju współpracy między sektorem energetycznym a cyfrowym. Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego będzie dotyczył przede wszystkim energii elektrycznej, ale uwzględni też inne nośniki energii, przynajmniej przez wzgląd na integrację systemu. Już teraz Komisja wskazała możliwości finansowania działań zmierzających do realizacji planu – wykorzystywane będą do tego środki pochodzące z takich programów jak Łącząc Europę, InvestEU, Program „Cyfrowa Europa” czy Horyzont Europa.

    Synergia

    Komisja Europejska ma zapewnić synergię pomiędzy wprowadzanymi instrumentami prawnymi a wsparciem finansowym dla projektów wymiany danych na szczeblu krajowym i unijnym. Zwraca się przy tym uwagę na to, że podejście fragmentaryczne nie zapewni osiągnięcia oczekiwanych celów. Jako przykładową dobrą praktykę wynikającą z synergii, Komisja podaje wykorzystywanie danych z prognozy pogody i czujników, dzięki którym można obniżyć koszty konserwacji i zwiększyć wydajność turbin wiatrowych, a tym samym obniżyć koszty odnawialnych źródeł energii.

    Gotowość społeczeństwa na erę cyfrową

    Plan działania na rzecz cyfryzacji sektora energetycznego ma uwzględnić istniejący w Europie problem wykluczenia cyfrowego. Konsumenci, którym brakować będzie odpowiednich umiejętności, nie będą mogli korzystać w pełni ze swoich praw na zdigitalizowanym rynku.  Z tego względu w planie uwzględniona będzie promocja przyjaznych dla użytkownika narządzi czy aplikacji oraz podnoszenie kompetencji cyfrowych obywateli Unii Europejskiej. W założeniach podkreślona została zatem waga angażowania się obywateli w transformację energetyczną.

    Bezpieczeństwo cybernetyczne w sektorze energetycznym

    Komisja Europejska zdaje sobie sprawę, że cyfryzacja sektora energetycznego musi się odbywać z jednoczesnym poszanowaniem etyki, ochroną danych, prywatności i bezpieczeństwa cybernetycznego przy wzięciu pod uwagę specyfiki sektora energetycznego. Proces cyfryzacji z pewnością naraża system energetyczny na cyberataki i zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii. Plan ma być zgodny z obowiązującymi obecnie normami dotyczącymi cyberbezpieczeństwa oraz z kodeksem sieci w zakresie cyberbezpieczeństwa, którego przyjęcie planuje się na koniec 2022 r.

    Zapotrzebowanie energetyczne sektora IT

    Komisja potwierdza, że realizacja cyfryzacji sektora energetycznego może spowodować wzrost zużycia energii przez technologie informacyjno-komunikacyjne. Aby nie było to zużycie niezrównoważone, należy w sektorze IT znacznie poprawić efektywność energetyczną i przejść na bezemisyjne dostawy energii oparte na odnawialnych źródłach energii.

    Autorka: Julia Fischer, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp. k.